海上稠油熱采井電潛泵注采一體化管柱研究

馬長亮 肖遙 萬祥 宋尹東 賈立新 王凱 李永若

摘要：針對當(dāng)前注采一體化管柱技術(shù)泵效低的問題，研發(fā)設(shè)計(jì)了一種電潛泵注采一體化管柱技術(shù)。該技術(shù)將注采2趟管柱優(yōu)化為可同時(shí)滿足注采過程并以高溫電潛泵為舉升裝置的1趟管柱，無需在注熱過程和生產(chǎn)過程間進(jìn)行換管柱作業(yè)，即可實(shí)現(xiàn)對稠油儲層的多輪次高溫蒸汽吞吐開發(fā)。在渤海油田旅大21—2油田優(yōu)選X井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)。研究結(jié)果表明：該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用使得每2個(gè)輪次開發(fā)節(jié)省工期18d，節(jié)約費(fèi)用321萬，是海上稠油熱采發(fā)展的重要方向；從生產(chǎn)封隔器上部管線補(bǔ)償方式、電纜內(nèi)部結(jié)構(gòu)、拆井口裝采油樹作業(yè)步驟等方面進(jìn)行優(yōu)化，可進(jìn)一步壓縮工期，降低作業(yè)過程中人身安全風(fēng)險(xiǎn)。研究結(jié)論可為推動海上稠油油田熱采規(guī)模化開發(fā)提供技術(shù)參考。

關(guān)鍵詞：海上稠油；熱采井；蒸汽吞吐；高溫電潛泵；注采一體化管柱

中圖分類號：TE952 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A DOI：10.16082／j． cnki．issn．1001-4578.2022.12.009

Study on the ESP Integrated Injection-Production Pipe String Technology in Offshore Heavy Oil Thermal Recovery Wells

Ma Changliang' Xiao Yao' Wan Xiang Song Yindong Jia Lixin' Wang Kai Li Yongruo

（1.Tianjin Branch of CNOOC（China）Limited;2.CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Lud.）

Abstract：To solve the problem of low pump efficiency of the current integrated injection-production pipe strings，an electrical submersible pump （ESP） integrated injection-production pipe string technology was devel- oped. This technology can optimize the two-trip injection and production pipe strings into one-trip pipe strings which can meet the requirements of injection1 and production at the same time with a high-temperature ESP as the lifting device. With this technology，multiple rounds of high-temperature steam huff and puff development of heavy oil reservoirs can be realized without changing the pipe strings between the heat injection process and the production process.Moreover，field tests were performed in Well X which was selectedfrom Lüida Oilfield of Bohai Oilfield. The results show that the application of thi technology can save 18 days and RMB 3. 21 million for every two rounds of development，which is an important direction of offshore heavy oil thermal recovery. In addition， it is suggested to optimize the compensation mode of the upper pipe string of the production packer， the internal structure of the cable，and the operation steps of wellhead disassembly and Christmas tree installation，which can further shorten the operation period and reduce the personal safety risk during the operation. The conclusion provide technical ref- erence for large-scale thermal recovery in offshore heavy oil fields.

Keywords：offshore heavy oil;thermal recovery well; steam huff and puff;high-temperature electrical sub- mersible pump; injection-production integration pipe string

0引言

渤海油田稠油資源豐富，是該油田上產(chǎn)的重要支撐[1]。近年來海上稠油的開發(fā)需求日益迫切，但受海上油田環(huán)境和作業(yè)條件限制，相關(guān)研究起步較晚。海上稠油開發(fā)初期曾嘗試電潛泵冷采，但因稠油黏度高，導(dǎo)致開發(fā)效果較差[2—4]，進(jìn)而優(yōu)化為熱采開發(fā)方式。自2008年來，先后研發(fā)了適用于海上稠油油田開發(fā)的多元熱流體與蒸汽吞吐技術(shù)[5—13]及配套工具[14—16]，現(xiàn)場應(yīng)用均取得良好效果。其中，蒸汽吞吐方式因其作業(yè)流程簡單、效果明顯而成為目前海上稠油開發(fā)的主要模式。但該方式須下入注采2趟管柱，注熱期間下入注熱管柱，待注熱、燜井和放噴結(jié)束后起出注熱管柱，再次下入電潛泵舉升管柱進(jìn)行開采。海上稠油油田常用的多輪次蒸汽吞吐開發(fā)模式存在多次起下管柱導(dǎo)致的作業(yè)費(fèi)用高、洗井熱損失大、作業(yè)周期長等不足，制約了該方式的規(guī)模化應(yīng)用。為優(yōu)化注采2趟管柱問題，科研人員致力于稠油開發(fā)的一體化管柱技術(shù)[17—20]。近年來已通過管柱優(yōu)化、井下工具及地面設(shè)備研發(fā)，形成一種射流泵注采一體化管柱技術(shù)研究[21—22]，該技術(shù)可實(shí)現(xiàn)泵入高溫動力液作為油流載體并實(shí)現(xiàn)稠油儲層注采不動管柱；但相比于應(yīng)用電潛泵的常規(guī)蒸汽吞吐方式，舉升效果仍存在泵效低的劣勢。

為加快海上油田蒸汽吞吐開發(fā)模式的發(fā)展，在目前廣泛應(yīng)用的注采 2 趟管柱基礎(chǔ)上，為避免多次起下注采管柱，并保留生產(chǎn)階段的電潛泵舉升方式，通過管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化及關(guān)鍵工具設(shè)計(jì)，研發(fā)設(shè)計(jì)了一種電潛泵注采一體化管柱，且在渤海油田第 1個(gè)規(guī)模化開發(fā)稠油油田——旅大21—2油田優(yōu)選的X 井進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)。所得結(jié)論可為推動海上稠油油田規(guī)模化熱采開發(fā)提供技術(shù)參考。

1技術(shù)分析

1.1 技術(shù)難點(diǎn)

電潛泵注采一體化管柱技術(shù)將注采2趟管柱優(yōu)化為可同時(shí)滿足注采過程并以高溫電潛泵為舉升裝置的 1 趟管柱，無需在注熱過程和生產(chǎn)過程間進(jìn)行換管柱作業(yè)，可實(shí)現(xiàn)對稠油儲層的多輪次、高溫蒸汽吞吐開發(fā)。注入高溫蒸汽的稠油開發(fā)應(yīng)首先滿足 地層注熱需求，以實(shí)現(xiàn)有效降低稠油黏度，同時(shí)也需保證管柱及各井下工具在注熱過程中的結(jié)構(gòu)完整及功能良好。因此，相比于常溫井“Y 分”生產(chǎn)管柱，該技術(shù)主要面臨以下難點(diǎn)。

（1）管柱下入后需滿足隔熱要求，隔熱油管、接箍及井下工具的隔熱性能將決定蒸汽到達(dá)儲層后是否達(dá)到設(shè)計(jì)需求，以及是否會影響電泵機(jī)組及套管壽命。

（2）井下工具的耐高溫性能決定該項(xiàng)技術(shù)是否成功，且高溫蒸汽注入后會導(dǎo)致管柱伸長，由于熱采封隔器的固定作用，油管、控制管線、電纜和光纖的安全性也存在拉伸破壞風(fēng)險(xiǎn)。

（3）Y 接頭、電泵和并行部分油管的設(shè)計(jì)不僅需考慮下入可行性，也需考慮高溫蒸汽對電泵的熱輻射作用，溫度過高可能會導(dǎo)致電泵壽命大幅度縮短。

（4）電潛泵注采一體化管柱下入作業(yè)在渤海油田尚屬首次，控制管線多，井口區(qū)域受限，管柱下入過程及井口采油樹安裝和穿越作業(yè)難度大，且無可借鑒經(jīng)驗(yàn)。

綜上所述，電潛泵注采一體化管柱技術(shù)的研發(fā)，既要滿足高溫蒸汽注入后的儲層溫度需求，又要滿足注熱、燜井、放噴及生產(chǎn)全過程中的安全性需求，還要兼顧管柱下入作業(yè)的順利進(jìn)行，從而為該項(xiàng)技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用及后期推廣提供支撐。

1.2 技術(shù)設(shè)計(jì)說明

針對上述作業(yè)難點(diǎn)，為保證高溫蒸汽從井口注入儲層的通道暢通，同時(shí)也為實(shí)現(xiàn)電潛泵生產(chǎn)過程中地層產(chǎn)出液的流通通道可控，結(jié)合海上油田常用電潛泵“Y分”生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)及注汽管柱結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)研發(fā)了電潛泵注采一體化管柱，其管柱組成如圖 1 所示。

所設(shè)計(jì)的電潛泵注采一體化管柱可實(shí)現(xiàn)熱采井不動管柱的注熱及生產(chǎn)需求。注熱前坐封高溫深井封隔器，打開高溫深井安全閥，同時(shí)關(guān)閉井下開關(guān)可形成油管內(nèi)向儲層注入高溫蒸汽通道。注熱過程中同時(shí)通過采油樹油管四通翼閥向油套環(huán)空注入氮?dú)夂统鮿腋邷厣罹飧羝魈幍膯瘟鏖y打開后可使油套環(huán)空內(nèi)的液體被驅(qū)替至高溫封隔器以下。所注入的氮?dú)獠粌H可抑制環(huán)空溫度，保護(hù)電泵機(jī)組，且注入地層后也可防止井下蒸汽上返，進(jìn)一步保護(hù)電泵機(jī)組和套管。待注熱、燜井和放噴作業(yè)結(jié)束后，通過井口鋼絲作業(yè)投入Y 堵，打開井下開關(guān)，方可形成地層產(chǎn)出液流入油套環(huán)空并通過電泵采出的通路。在下一輪次蒸汽注入前，則需通過鋼絲作業(yè)撈出 Y 堵并關(guān)閉井下開關(guān)后，方可進(jìn)行注汽作業(yè)，且該趟管柱也可配合配套井口裝置實(shí)現(xiàn)光纖下人，以滿足全井筒測溫需求。

作為高溫蒸汽和地層產(chǎn)出液的流通通道，隔熱油管的選擇對注熱過程的熱量傳遞及損失程度有直接影響。結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5324—2013 《預(yù)應(yīng)力隔熱油管》相關(guān)規(guī)定及海上油田熱采井使用要求，采用高真空隔熱油管與氣凝膠隔熱油管進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)。應(yīng)用結(jié)果發(fā)現(xiàn)，高真空隔熱油管能保證每根油管本體處溫度低于 200 ℃，但接箍處均高于 250℃，熱量散失較為明顯且環(huán)空內(nèi)高溫易對電泵系統(tǒng)產(chǎn)生損壞。氣凝膠隔熱油管對應(yīng)光纖測溫結(jié)果如圖2 所示。

從圖2可見，除安全閥部位（位于井深200 m處）較熱外，油管本體及接箍處均能保證油套環(huán) 空溫度低于 100 ℃，而儲層溫度可達(dá) 350 ℃，滿足使用需求。綜上所述，本井非儲層段選用 114.3mm （4% in）氣凝膠隔熱油管，通過變扣與儲層 段e73.0 mm （2% in）油管及配汽閥組合相連接。

2 井下關(guān)鍵工具及配套井口裝置

2.1 井下安全控制工具

井下安全控制工具主要包括機(jī)械式及液壓式 2種安全閥。電潛泵注采一體化管柱中采用液壓式高溫深井安全閥，結(jié)構(gòu)如圖 3 所示。

安全閥上接頭處設(shè)有液壓管線接口，該接口采用全金屬密封連接設(shè)計(jì)，提高了高溫下管線連接的密封可靠性，可與控制管線連接并延伸至井口，加壓后可實(shí)現(xiàn)柱塞下移。液壓組件在壓力的作用下向下伸長，并驅(qū)動增程機(jī)構(gòu)伸長，同時(shí)由增程機(jī)構(gòu)帶動中心管克服彈簧的彈力向下移動，并推動閥板向下翻轉(zhuǎn)直至完全打開，也可通過投球作業(yè)強(qiáng)制開啟；當(dāng)需要關(guān)閉時(shí)，從地面釋放控制管線內(nèi)壓力，高溫深井安全閥內(nèi)部機(jī)構(gòu)在彈簧彈力的作用下向上復(fù)位，同時(shí)閥板在扭簧的作用下向上翻轉(zhuǎn)直至恢復(fù)關(guān)閉狀態(tài)，從而關(guān)閉油氣產(chǎn)出的通道。

高溫深井安全閥技術(shù)參數(shù)如下：最大外徑 175mm，最小內(nèi)徑 71.5 mm，最大壓力 35 MPa，最高溫度 350 ℃，最大下入深度 1 500 m，開啟壓力 20MPa，全開壓力32 MPa，關(guān)閉壓力15 MPa。經(jīng)室內(nèi)試驗(yàn)驗(yàn)證，高溫閥板、閥座密封性及整體耐壓性能優(yōu)良，符合最大工作壓力為35 MPa時(shí)的密封性設(shè)計(jì)要求。

2.2 高溫深井封隔器及封隔器單流閥

高溫深井封隔器是電潛泵注采一體化管柱的關(guān)鍵工具。下入指定位置后加壓可實(shí)現(xiàn)坐封，以封隔油層與上部油套環(huán)空，可保證注熱過程中高溫蒸汽最大程度地進(jìn)入地層而不上返至非儲層段；同時(shí)環(huán)空注氮后可達(dá)到對上部油套環(huán)空溫度降低的限制，從而共同實(shí)現(xiàn)井筒熱損失的最小化，并達(dá)到儲層注熱的要求。

高溫深井封隔器采用中心管隔熱設(shè)計(jì)，可降低熱損失。上部連接的伸縮節(jié)不僅可用于對高溫蒸汽注入后隔熱油管伸長量的補(bǔ)償，而且可防止油管或工具過度伸長導(dǎo)致?lián)p壞。封隔器還設(shè)有自補(bǔ)償結(jié)構(gòu)，有助于減少伸縮節(jié)使用。

高溫深井封隔器外部為封隔器膠皮及卡瓦，具有碟簧蓄能結(jié)構(gòu)，保障密封可靠性；同時(shí)增加旋轉(zhuǎn)結(jié)構(gòu)，在下井過程中遇卡可旋轉(zhuǎn)管柱；且有卡瓦導(dǎo)向槽強(qiáng)制收回設(shè)計(jì)，確保解封液控管線加壓坐封，方便作業(yè)。

此高溫深井封隔器設(shè)有封隔器單流閥連接螺 紋，通過連接封隔器單流閥，可提供氮?dú)膺^流通道。為便于封隔器驗(yàn)封，單流閥采用3個(gè)剪切銷釘承壓。環(huán)空驗(yàn)封時(shí)，上下環(huán)空壓差達(dá)到12 MPa即剪斷銷釘，推動活塞下移，定位掛鉤與連接接頭固定，流體通道打開并固定；環(huán)空注氮時(shí)，流體作用于單流閥本體，當(dāng)壓差大于 0.2 MPa時(shí)即可推動單流閥擠壓彈簧，單流閥與閥體脫離，流體通道打開。

2.3 高溫井下開關(guān)

高溫井下安全開關(guān)由全金屬材料制成。液壓通過液控管線傳遞至高溫井下開關(guān)處，并通過液壓驅(qū)動高溫液壓執(zhí)行機(jī)構(gòu)，再由高溫液壓執(zhí)行機(jī)構(gòu)驅(qū)動泵下油管和油套環(huán)空連通通道的打開和關(guān)閉。準(zhǔn)備注氣時(shí)，通過地面控制高溫井下開關(guān)進(jìn)入關(guān)閉狀態(tài)，此時(shí)泵下油管與油套環(huán)空的連通通道關(guān)閉，防止注氣時(shí)高溫蒸汽進(jìn)入環(huán)空；準(zhǔn)備生產(chǎn)時(shí)，高溫井下開關(guān)通過地面控制進(jìn)入打開狀態(tài)，必要時(shí)可通過投球作業(yè)將其強(qiáng)制開啟。高溫井下開關(guān)主要技術(shù)參數(shù)為：最高溫度350 ℃，最大壓力35 MPa，最大外徑 142 mm，最小內(nèi)徑 50 mm，長度 1 960 mm。

2.4 高溫電潛泵、電纜及泵前單流閥

高溫電潛泵機(jī)組由保護(hù)器、電機(jī)、分離器和電泵4部分組成。其中保護(hù)器分為上保護(hù)器和下保護(hù)器2部分，分別連接于電機(jī)上、下，且已完成在高溫條件下對保護(hù)器進(jìn)行的注油，以保證電機(jī)在高溫條件下受到保護(hù)。為驗(yàn)證高溫電潛泵機(jī)組對高溫條件的適用性，開展室內(nèi)測試試驗(yàn)，分別測定其在室溫 25 ℃和高溫 250 ℃條件下的三相直流電阻，結(jié)果如表 1 所示。從表 1 可知，在常溫及高溫狀態(tài)下，三相直流電阻RAB、Rac和Rc間不平衡率2%，絕緣電阻>1 000 MΩ，符合設(shè)計(jì)要求。

常溫電潛泵機(jī)組上部通過油管短節(jié)直接連接于Y接頭。而針對高溫電潛泵機(jī)組，上部若不采取隔絕高溫蒸汽措施，高溫將直接作用于電泵機(jī)組并導(dǎo)致其失效。為此，研發(fā)設(shè)計(jì)了泵前雙極單流閥，工作原理如圖 4 所示。它為采用金屬密封組合的雙級單流閥，可防止高溫蒸汽侵入電潛泵機(jī)組。泵前Ⅰ級單流閥直接跟高溫蒸汽接觸，為金屬密封結(jié)構(gòu)。注熱時(shí)，蒸汽推動閥芯，閥芯與閥座之間形成金屬密封面，防止蒸汽進(jìn)入；采油時(shí)，流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧進(jìn)行壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進(jìn)入上部油管，如圖4a所示。泵前11級單流閥則連接在電泵機(jī)組上端，采用全氟醚橡膠密封。如果Ⅰ 級單流閥有部分蒸汽進(jìn)入到油管當(dāng)中，Ⅱ級單流閥閥芯上全氟醚橡膠與閥座之間形成密封，防止蒸汽進(jìn)入電泵；采油時(shí)流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進(jìn)入上部油管，如圖 4b所示。Ⅰ 級單流閥最高溫度 350 ℃，最大壓力 21MPa。I級單流閥最高溫度 250 ℃，最大壓力 21MPa。經(jīng)室內(nèi)試驗(yàn)驗(yàn)證，其在室溫及高溫條件下均試壓 21 MPa 且 15 min 內(nèi)無降壓現(xiàn)象，符合現(xiàn)場應(yīng)用要求。

2.5 隔熱Y接頭及堵塞器

隔熱Y接頭主通路連接隔熱油管，旁通連接高溫電潛泵機(jī)組。為保證隔熱效果，將隔熱 Y 接頭拆分為內(nèi)心、外殼及中間填充隔熱層的結(jié)構(gòu)，阻止高溫從 Y 接頭內(nèi)部向 Y 接頭外部傳遞，保證了長期注入蒸汽的過程中Y接頭外部溫度低于內(nèi)部溫度，進(jìn)而保護(hù)Y接頭外部電纜免受高溫（最高溫度 350 ℃）傷害。經(jīng)高溫測試，加熱至 350 ℃時(shí)，隔熱Y接頭外表面溫度110 ℃，連接處溫度為220 ℃。與隔熱 Y 接頭配合的堵塞器為金屬密封、橡膠密封的雙重密封，投撈作業(yè)便捷，最高溫度250 ℃，最大壓力 21 MPa，均符合現(xiàn)場應(yīng)用需求。

隔熱Y接頭、電潛泵機(jī)組和隔熱油管如圖 5所示。隔熱 Y 接頭是電潛泵注采一體化管柱中外徑最大的部分，其最大外徑為216.0 mm，二開套管 244.5 mm （9% in）的內(nèi)徑為 220.5 mm，因所用油管四通留有244.5 mm套管熱應(yīng)力補(bǔ)償距，且頂部存在臺階面。為便于下入，須在保證隔熱 Y接頭隔熱層不受損壞的前提下進(jìn)行倒角處理。高溫電潛泵最大外徑為116.0 mm，針對隔熱Y接頭下部管柱尺寸問題，為保證并行部分最大外徑尺寸符合下入條件，主通徑選用88.9 mm （3% in）油管，接箍外徑為100. 0 mm；同時(shí)對該部分油管做隔熱處理，降低高溫蒸汽形成的熱輻射效應(yīng)損傷電泵。

2.6 配套井口裝置

海上熱采井采用的注采一體化井口裝置[23—26]主要包括一級套管頭總成、二級套管頭總成、油管頭和采油樹總成。其中套管頭總成應(yīng)用非標(biāo)FS密封圈和倒卡瓦以防淺層氣上竄；油管頭采用頂絲和內(nèi)六角螺釘激發(fā)石墨密封以實(shí)現(xiàn)油管頭密封，可承受冷熱溫差達(dá) 300 ℃ 的交變熱應(yīng)力作用；考慮采油樹總成處平臺空間限制及操作便捷性，將地面主氣動安全閥設(shè)置在采油樹側(cè)面，并采用雙平板閥結(jié)構(gòu)，可保證注入高溫蒸汽過程中的結(jié)構(gòu)安全性。該井口裝置需滿足對注入高溫蒸汽的密封性能要求，并應(yīng)設(shè)有電潛泵舉升生產(chǎn)時(shí)的電纜及控制管線通孔，其中油管四通內(nèi)懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭應(yīng)設(shè)計(jì)預(yù)留有1個(gè)電纜穿越器通孔、2個(gè)96. 35 mm（% in）液控管線穿越孔和 2 個(gè) 69.53mm （% in）液控管線穿越孔，以分別實(shí)現(xiàn)電機(jī)動力供應(yīng)、井下溫壓監(jiān)測、封隔器坐封、安全閥和排氣閥的開關(guān)控制。

電潛泵注采一體化管柱所應(yīng)用井口裝置須滿足不拆井口即可實(shí)現(xiàn)注汽及生產(chǎn)。以上述注采一體化井口裝置為基礎(chǔ)，將油管四通內(nèi)懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭進(jìn)行創(chuàng)新設(shè)計(jì)。其中電潛泵耐高溫電纜拆分為 3 根鋼管護(hù)套以進(jìn)行穿越；另外包括封隔器坐封管線、井下開關(guān)控制管線、安全閥控制管線共 3 根控制管線及 1 根光纖，均須在井口進(jìn)行穿越。在現(xiàn)有熱采井采油樹的基礎(chǔ)上，該井口裝置針對性設(shè)計(jì)了 8 個(gè)穿越孔的直出穿越方式，如圖 6所示。其中 3 個(gè)為 69.53mm 穿越孔，可供 3 根耐高溫電纜穿越；其余 5 個(gè)為 s6.35 mm 穿越孔，可供光纖及控制管線穿越。穿越后應(yīng)用金屬—石墨雙重密封方式進(jìn)行密封，保證穿越處在高溫及常溫條件下的密封性能。

對于主閥的設(shè)計(jì)，除需保證其可提供足夠尺寸的穿越孔，還需考慮穿越孔數(shù)增多對主閥強(qiáng)度的折減效應(yīng)，應(yīng)對其關(guān)鍵工況下的安全性進(jìn)行分析。應(yīng)用ABAQUS有限元數(shù)值分析軟件建立主閥三維模型，分別設(shè)定模型邊界條件以校核其在未注氣、試壓及注入高溫蒸汽3 種工況下的強(qiáng)度。其中未注氣時(shí)，主閥僅受上本體重力（15 kN）作用，試壓過程中為施加內(nèi)腔壓力35 MPa，注入高溫蒸汽過程中需同時(shí)考慮注汽壓力15.5 MPa及高溫對材料的折減效應(yīng)。主閥材質(zhì)為 30CrMo，常溫條件下屈服強(qiáng)度為415 MPa，經(jīng)校核，3種工況下此設(shè)計(jì)主閥可滿足服役需求，計(jì)算結(jié)果如表2所示。

3現(xiàn)場應(yīng)用

渤海旅大21—2稠油油田X井為水平裸眼井，設(shè)計(jì)井深2517 m，垂深1 575 m，開發(fā)層位為館陶組。該層位富含重質(zhì)原油，具有黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高等特點(diǎn)。設(shè)計(jì)應(yīng)用多輪次蒸汽吞吐開發(fā)模式，電潛泵注采一體化管柱技術(shù)首次應(yīng)用于該井。作業(yè)流程如下。

（1）下入e73.0 mm （2%s in）帶孔圓堵+ 673.0 mm油管+配氣閥+變扣，其中帶孔圓堵和配氣閥為高溫蒸汽進(jìn)入儲層及地層產(chǎn)出液上返通道，變扣用于連接非儲層段隔熱油管。

（2）連接高溫封隔器，將光纖穿越至高溫封隔器以下10 m，固定后做穿越密封，連接高溫封隔器坐封管線并對控制管線及接頭試壓3.45 MPa，試壓時(shí)間為10 min，泄壓至2.07 MPa并帶壓下入。經(jīng)計(jì)算，此趟生產(chǎn)管柱在 350 ℃蒸汽注入情況下最大伸長量為3.2m，封隔器設(shè)置補(bǔ)償距離為5.5m。同時(shí)為防止管柱伸長對控制管線的拉伸破壞作用，在封隔器上端補(bǔ)償短節(jié)處纏繞光纖及封隔器坐封管線以形成相應(yīng)補(bǔ)償量。其中光纖在穿越至封隔器下部后也需纏繞相應(yīng)長度，防止中心管剪切封隔器下部限制銷釘后產(chǎn)生位移，拉伸光纖。

（3）繼續(xù)下入p114.3 mm （4%2 in）隔熱油管，并連接高溫井下安全閥和井下開關(guān)，分別對控制管線及接頭試壓 34.48 MPa 時(shí)長達(dá) 15 min，試壓合格后安全閥泄壓至 24.14 MPa，開關(guān)泄壓至29.66 MPa并帶壓下入。該過程中無泄壓現(xiàn)象，說明工具及控制管線完好。其中安全閥控制管線需避開開關(guān)流體通道并固定，防止生產(chǎn)過程中的沖蝕作用。

（4）繼續(xù)下入 p114.3 mm （4%2 in）隔熱油 管+變扣+ 688.9 mm（3% in）隔熱油管+雙公短節(jié)，測光纖信號，連接隔熱Y接頭以及高溫電潛泵機(jī)組和電纜；使電纜對地絕緣，測三相直流電阻。

（5）繼續(xù)下入 p114.3 mm 隔熱油管，連接雙外短節(jié)和油管掛（提前投入背壓閥），截?cái)嗫刂乒芫€及電纜并預(yù)留合適長度，分別試壓及測定對地絕緣并測三相直流電阻；穿越光纖并測信號，于油管掛處分別做穿越密封。

（6）將油管掛坐入油管四通，拆井口，安裝采油樹主閥并實(shí)施了光纖、控制管線及電纜的穿越密封，安裝采油樹上本體，試壓合格即完成下入作業(yè)。

2021年12月，在渤海旅大21—2油田X井完井作業(yè)中下入該電潛泵注采一體化管柱，過程較為順利，且井口處穿越及密封均試壓合格，高溫封隔器坐封順利且驗(yàn)封達(dá)標(biāo)，光纖信號顯示正常，試啟泵電機(jī)運(yùn)行正常，達(dá)到后續(xù)注氣投產(chǎn)要求。

4結(jié)論及建議

（1）電潛泵注采一體化管柱技術(shù)的先期研發(fā)及管柱和工具的順利下人證明了該項(xiàng)技術(shù)的可行性。該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用使每2個(gè)輪次下入作業(yè)之間縮短工期 18 d，節(jié)省費(fèi)用 321 萬，是海上稠油熱采發(fā)展的重要方向，工具的研發(fā)和現(xiàn)場應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)均為該項(xiàng)技術(shù)的進(jìn)一步推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

（2）電潛泵注采一體化管柱技術(shù)中控制管線較多，使操作時(shí)效及作業(yè)安全均存在一定風(fēng)險(xiǎn)。建議從生產(chǎn)封隔器上部管線補(bǔ)償方式、電纜內(nèi)部結(jié)構(gòu)、拆井口裝采油樹作業(yè)步驟等方面進(jìn)行優(yōu)化，可進(jìn)一步壓縮工期，降低作業(yè)過程中人身安全風(fēng)險(xiǎn)。

（3）建議采用該項(xiàng)技術(shù)作業(yè)井投產(chǎn)后，對注熱、燜井及生產(chǎn)狀態(tài)加密監(jiān)測，完成計(jì)劃生產(chǎn)輪次后，起管柱過程中應(yīng)注意油管、配套工具和電泵等的變形及性能情況，以作為后期該項(xiàng)技術(shù)的優(yōu)化依據(jù)。

參 考 文 獻(xiàn)

[1]郭太現(xiàn)，蘇彥春.渤海油田稠油油藏開發(fā)現(xiàn)狀和技術(shù)發(fā)展方向[J].中國海上油氣，2013，25（4）：26—30， 35.

GUO TX， SU Y C. Current status and technical devel- opment direction in heavy oil reservoir development in Bohai Oilfields [J]. China Offshore Oil and Gas，2013， 25 （4）： 26-30， 35.

[2]李萍，劉志龍，鄒劍，等. 渤海旅大 27—2 油田蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)注采工程[J]. 石油學(xué)報(bào)，2016，37（2）： 242-247.

LIP， LIU ZL， ZOU J， et al. Injection and produe- tion project of pilot test on steam huff-puff in oilfield LD27-2， Bohai Sea [J]. Acta Petrolei Sinica， 2016， 37 （2）： 242-247.

[3] 林濤，孫永濤，孫玉豹，等.注熱與電潛泵機(jī)采管柱在海上油田的應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用，2012，31 （8）： 10-12.

LINT， SUNYT， SUN YB， et al. Application of in- tegration pipe string with function of heat injection and ESP artificial lift on offshore oilfields [J]. Petrochemi- cal Industry Application， 2012， 31 （8）： 10-12.

[4]李中，謝仁軍，吳怡，等.中國海洋油氣鉆完井技術(shù)的進(jìn)展與展望[J].天然氣工業(yè)，2021，41（8）：178—185.

LIZ， XIE RJ， WU Y， et al. Progress and prospect of CNOOC's oil and gas well drilling and completion technologies [J]. Natural Gas Industry， 2021， 41 （8）： 178-185.

[5]張兆祥，劉慧卿，楊陽，等.稠油油藏蒸汽驅(qū)評價(jià)新方法[J].石油學(xué)報(bào)， 2014， 35 （4）： 733—738.

ZHANG ZX， LIU H Q， YANG Y， et al. A new eval- uation method of steam flooding for heavy oil reservoirs [J]. Acta Petrolei Sinica， 2014， 35 （4）： 733-738.

[6]唐曉旭，馬躍，孫永濤.海上稠油多元熱流體吞吐工藝研究及現(xiàn)場試驗(yàn)[J].中國海上油氣， 2011，23 （3）： 185-188.

TANG X X， MA Y， SUN Y T. Research and field test of complex thermal fluid huff and puff technology for off- shore viscous oil recovery [J]. China Offshore Oil andGas， 2011， 23 （3）： 185-188.

[7]梁丹，馮國智，曾祥林，等.海上稠油兩種熱采方式開發(fā)效果評價(jià)[J].石油鉆探技術(shù)，2014， 42（1）： 95-99.

LIANG D， FENG G Z， ZENG X L， et al. Evaluation of two thermal methods in offshore heavy oilfields devel- opment [J]. Petroleum Drilling Techniques， 2014， 42 （1）： 95-99.

[8]劉東，胡廷惠，潘廣明，等.海上多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐開采效果對比[J].特種油氣藏， 2015，22 （4）： 118-120.

LIU D， HU T H， PAN G M， et al. Comparison of production results between multiple thermal fluid huff and puff and steam huff and puff in offshore application [J]. Special Oil & Gas Reservoirs， 2015， 22 （4）： 118-120.

[9]陳建波.海上深薄層稠油油田多元熱流體吞吐研究[J].特種油氣藏， 2016， 23 （2）： 97-100.

CHEN J B. Multiple thermal fluid huff-puff in offshore deep thin heavy oil reservoir [J]. Special Oil & Gas Reservoirs， 2016， 23 （2）： 97-100.

[10]李敬松，孫永濤，宮汝祥，等.海上稠油水平井多元熱流體吞吐開采特征分析[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2014， 36 （4）： 135—139.

LIJS， SUN YT， GONG RX， et al. Analysis of production characteristics of multiple thermal fluid huff and puff in horizontal wells of offshore heavy oil reser- voirs [J]. Journal of Oil and Gas Technology， 2014， 36 （4）： 135-139.

[11]鄭偉，袁忠超，田冀，等.渤海稠油不同吞吐方式效果對比及優(yōu)選[J].特種油氣藏， 2014， 21（3）： 79-82.

ZHENG W， YUAN Z C， TIAN J， et al. Comparison and selection of different steam stimulation modes for Bohai heavy oil [J]. Special Oil & Gas Reservoirs， 2014， 21 （3）： 79-82.

[12]孫逢瑞，姚約東，李相方，等.稠油油藏蒸汽吞吐 水平井生產(chǎn)動態(tài)分析[J].斷塊油氣田， 2017， 24（1）： 83-86.

SUN FR， YAOYD， LIXF， et al. Production per- formance of cyclic steam stimulation horizontal well in heavy oil reservoirs [J]. Fault-Block Oil and Gas Field， 2017， 24 （1）： 83-86.

[13]侯健，王樹濤，杜慶軍，等.海上稠油油藏蒸汽吞吐效果預(yù)測模型[J].石油天然氣學(xué)報(bào)， 2013， 35（7）： 118-122.

HOU J， WANG ST， DU QJ， et al. Prediction mod- el for steam soaking of heavy oil in offshore oilfields [J]. Joumal of Oil and Gas Technology， 2013， 35 （7）： 118-122.

[14]劉花軍，孫永濤，馬增華，等.海上熱采隔熱型井下工具的研制[J].石油機(jī)械， 2015， 43 （1）：69-72， 118.

LIU HJ， SUNYT， MA ZH， et al. Development of thermal insulation downhole tools for offshore thermal recovery well [J]. China Petroleum Machinery，2015， 43 （1）： 69-72， 118.

[15]蔣召平，王通，李海濤，等.海上耐高溫深水式井下安全閥的設(shè)計(jì)與試驗(yàn)[J].石油機(jī)械，2019，47（8）： 74-78.

JIANG Z P， WANG T， LI HT， et al. Design and test of high temperature deep-water subsurface safety valve [J]. China Petroleum Machinery， 2019， 47（8）： 74-78.

[16]王通，孫永濤，馬增華，等.海上 Y241 型雙通道熱采封隔器的研制及試驗(yàn)[J].石油機(jī)械， 2018，46 （11）： 53-57.

WANG T， SUN Y T， MA Z H， et al. Development and test of offshore Y241 dual-channel thermal recovery packer [J]. China Petroleum Machinery， 2018， 46 （11）： 53-57.

[17]王學(xué)忠.春風(fēng)油田淺層超稠油注采一體化技術(shù)應(yīng)用研究[J].鉆采工藝， 2015， 38 （2）： 57—58.

WANG XZ. Research and application of injection-pro- duction integrated technology for shallow super heavy oil reservoir in Chunfeng Oilfield [J]. Drilling & Pro- duction Technology， 2015， 38 （2）： 57-58.

[18]高斌，龔寧，陳彬，等.s193.68 mm 套管井注采一體化工藝技術(shù)研究[J].石油礦場機(jī)械，2018，47 （6）： 56-59.

GAO B， GONG N， CHEN B， et al. Research on in- jection-production integrated technology with ?193.68 mm casing well [J]. Oil Field Equipment， 2018， 47（6）： 56-59.

[19]張華，劉義剛，周法元，等.海上稠油多元熱流體注采一體化關(guān)鍵技術(shù)研究[J].特種油氣藏，2017， 24 （4）： 171-174.

ZHANG H， LIU Y G， ZHOU FY， et al. Research on injection-production integrated technology with mul- tiple thermal fluid for offshore heavy oil field [J]. Special Oil & Gas Reservoirs， 2017， 24 （4）： 171- 174.

[20]張方圓.稠油水平井注采一體化技術(shù)研究[D].青島：中國石油大學(xué)（華東），2017.

ZHANG FY. Study on integrated injection and produc- tion technology for heavy oil horizontal well [D]. Qingdao： China University of Petroleum （East Chi- na）， 2017.

[21]陳華興，劉義剛，白健華，等.海上油田稠油熱采井注采一體化工藝技術(shù)研究[J].石油機(jī)械，2020， 48 （4）： 43-49.

CHEN H X， LIU Y G， BAI JH， et al. Research on Injection-Production integration process for heavy oil thermal recovery well in offshore oilfield [J]. ChinaPetroleum Machinery， 2020， 48 （4）： 43-49.

[22]白健華，劉義剛，王通，等.海上同心管射流泵注采一體化技術(shù)研究[J].中國海上油氣， 2021， 33（2）： 148-155.

BAIJ H， LIU Y G， WANG T， et al. Research on injection-production integrated technology for offshore concentric-tube jet pump [J]. China Offshore Oil andGas， 2021， 33 （2）： 148-155.

[23]王寶軍，劉鵬，李冠群，等.海上熱采井注采一體化井口技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油機(jī)械， 2022， 50（3）： 50-56.

WANG B J， LIU P， LI G Q， et al. Technical re- search and application of integrated injection-produe- tion wellhead for offshore thermal recovery wells [J].China Petroleum Machinery， 2022， 50 （3）： 50-56.

[24]李小波，劉學(xué)利，楊敏，等.縫洞型油藏不同巖溶背景注采關(guān)系優(yōu)化研究[J].油氣藏評價(jià)與開發(fā)，2020， 10 （2）： 37-42.

LIXB， LIU XL， YANG M， et al. Study on relation- ship optimization of injection and production in frac- tured-vuggy reservoirs with different karst background[J]. Reservoir Evaluation and Development， 2020， 10

[25]姜民政，張德實(shí)，李葳，等.有桿泵同井注采系統(tǒng)光桿力學(xué)特性研究[J].石油機(jī)械，2020， 48（11）： 65-70.（2）： 37-42.

JIANG MZ， ZHANG DS， LI W， et al. Study on the Mechanical Behavior of Polished Rod in the Injection- Production System with Rod Pump [J]. China Petro- leum Machinery， 2020， 48 （11）： 65-70.

[26]司念亭，王旭東，馮碩，等.渤海油田熱采井注采分離一體化技術(shù)研究[J].鉆采工藝， 2020， 43（1）： 49-52.

SIN T， WANG X D， FENG S， et al. Research on integrated technology of injection-production separation for thermal production wells in Bohai Oilfield [J]. Drilling & Production Technology， 2020， 43 （1） ： 49-52.

第一作者簡介：馬長亮，高級工程師，生于1980年，2005年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上石油完井技術(shù)研究與應(yīng)用工作。地址：（300459）天津市濱海新區(qū)。電話： （022） 66502280， E—mail： machl2@cnooc. com.en。

通信作者：肖 遙，E—mail： xiaoyao8@ cnooc.com，cn。

收稿日期：2022—06—27

（本文編輯 楊曉峰）